L’Algérie face à l’épuisement de ses réserves d’hydrocarbures et à la transition énergétique mondiale

Mardi 4 juin 2013

Abderrahmane Mebtoul* examine dans ce texte les défis lancés à l’économie algérienne, dépendante des revenus des exportations pétro-gazières, dans un monde où l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels transforme les enjeux liés à l’énergie et oblige les Etats exportateurs de pétrole et de gaz à préparer activement leur transition énergétique.

Pour commencer, je voudrais dire devant cette honorable assemblée** qu’aucune société étrangère ne s’est retirée d’Algérie après l’attentat terroriste sur le champ gazier d’In Amenas, le gel des activités de certaines étant momentanée. D’ailleurs, la question de la sécurité est posée pour l’ensemble du Sahel et le terrorisme est une menace planétaire. En tenant compte, certes, des contraintes tant politiques que socio-économiques, Une firme est mue par la seule logique du profit. Ceci est d’autant plus vrai que l’assiette fiscale de la nouvelle loi des hydrocarbures algérienne de 2013 modifiant celle de 2006, repose sur la profitabilité pouvant inclure des charges additionnelles comme celles de la sécurité. Si elle devait aller ailleurs, c’est que le taux de profit est plus avantageux. Il faudra alors être pragmatique et il appartiendra aux autorités algériennes d’adapter le cadre juridique. Je pense que s’il y a attentisme de certaines compagnies, cela est dû à la situation politique spécifique de l’Algérie à la veille de l’élection présidentielle d’avril 2014.

Qu’est-ce que c’est que la transition énergétique ?

La transition énergétique peut être définie comme le passage d’une civilisation humaine construite sur une énergie essentiellement fossile, polluante, abondante et peu chère, à une civilisation où l’énergie est renouvelable, rare, chère et moins polluante. Elle a pour objectif le remplacement à terme des énergies de stock (pétrole, charbon, gaz, uranium) par des énergies de flux (éolienne, solaire, biomasse). Le pic pourrait se situer, selon l’Institut français du pétrole et des énergies nouvelles, vers 2015-2025 pour le pétrole, 2025-2045 pour le gaz et 2100 pour le charbon.

Le développement actuel de l’extraction d’hydrocarbures fossiles dits "non conventionnels", tels que les gaz de schistes ou le pétrole off-shore profond, peuvent repousser le pic, sans pour autant modifier le caractère épuisable des ressources fossiles. D’une manière générale, l’énergie est au cœur de la souveraineté des Etats et de leurs politiques de sécurité allant parfois jusqu’à provoquer des guerres. Les avancées techniques (gaz naturel liquéfié, gaz de schistes, amélioration des performances d’exploitation de gisements d’hydrocarbures), couplées aux dynamiques économiques, modifient les rapports de forces à l’échelle mondiale et affectent également les recompositions politiques à l’intérieur des Etats comme à l’échelle des espaces régionaux. On peut cerner le concept de "transition énergétique" en répondant à quatre questions essentielles.

Premièrement, si l’humanité généralisait le mode de consommation énergétique des pays riches, il nous faudrait les ressources de 4 ou 5 planètes, d’où l’urgence d’une adaptation pour un nouveau modèle de consommation.

Deuxièmement, la transition énergétique renvoie à d’autres sujets que des sujets techniques et pose des problématiques sociétales autant que la question de la fiscalité énergétique influant le choix des allocations des ressources et ayant un impact sur la répartition du revenu par catégories socioprofessionnelles : il ne suffit pas de faire une loi car le déterminant c’est le socle social. Cela pose la problématique d’un nouveau modèle de croissance : tous les secteurs économiques, tous les ménages sont concernés : transport, BTPH, industrie, agriculture. Les choix techniques d’aujourd’hui engagent la société sur le long terme.

Il ne faut pas pour autant être pessimiste et il faut faire confiance au génie humain. Le passage de l’ère du charbon à l’ère des hydrocarbures ne s’est pas fait parce qu’il n’y avait plus de charbon. Il est dû à de nouveaux procédés technologiques qui ont permis de réduire les coûts et de réaliser ce que les économistes appellent des "économies d’échelles" influant, d’ailleurs, sur la recomposition du pouvoir économique mondial et sur les gouvernances locales.

Troisièmement, il faut être réaliste : les fossiles classiques demeureront encore pour longtemps la principale source d’énergie. Aussi, la transition énergétique doit-elle être fondée sur deux principes. Le premier est la "sobriété énergique" (efficacité énergétique) impliquant la maîtrise de la demande, la sensibilisation mais aussi la formation pour forger de nouveaux comportements et donc un changement de culture. Ceci signifie qu’il faut de nouveaux réseaux, un nouveau système de financement par de nouvelles politiques publiques et aussi agir pour la réduction des besoins énergétiques en amont en augmentant l’efficacité des équipements et de leur usage (par exemple, de nouveaux procédés pour le BTPH-transport pour des économies en énergie, plus de 70% de la consommation d’énergie passant par la rénovation des bâtiments existants et un nouveau mode de transport. Le second principe renvoie au mix énergétique qui nécessitera d’adapter le réseau électrique aux nouveaux usages, autrement dit un nouveau réseau de distribution adapté aux nouvelles productions et consommations pour garantir la continuité de la fourniture d’énergie au meilleur prix.

Quatrièmement, la transition énergétique suppose un consensus social, l’acceptation par les citoyens de la hausse, à court terme et la conscience que cela sera profitable aux générations futures. Le dernier rapport de l’AIE (mai 2013) note concernant l’Allemagne que la facture de la transition énergétique risque de flamber avec la sortie du nucléaire. Un foyer de trois personnes paie en moyenne 83 euros par mois (70% du SMIG algérien) pour son électricité, soit près du double de ce qu’il payait il y a dix ans. (…)

L’Algérie face à l’épuisement de ses réserves

Il est utile de rappeler que 98% des revenus des exportations algériennes sont issues des seuls hydrocarbures. Ces exportations ont généré quelque 600 milliards de dollars de recettes en devises entre 2000 et 2012, selon les bilans de Sonatrach, la compagnie nationale des hydrocarbures.

Cette manne a permis à l’Algérie d’éteindre sa dette extérieure, de diminuer - artificiellement - sa dette intérieure et de disposer de réserves de change considérables estimées à 200 milliards de dollars par le FMI, en janvier 2013, dont 86% sont placés en bons de Trésor américains et en obligations européennes à un taux fixe de 3%. A ces réserves il faut ajouter 173 tonnes d’or.

Paradoxe, le PIB algérien reste modeste à 188,6 milliards de dollars en 2012 selon le FMI. 40 à 45% de ce PIB sont générés par les hydrocarbures.

On ne saurait minimiser la corruption qui freine la mise en œuvre d’affaires saines en Algérie. Un rapport rendu public le 29 mai 2013 par la Banque africaine de développement (BAD) sur la fuite des capitaux en Afrique indique que le montant des capitaux transférés en dehors du pays entre 1980 et 2009 de manière illicite (essentiellement par les surfacturations) a atteint la somme astronomique de 173,711 milliards de dollars US. L’Algérie, suivant les données de ce rapport, vient en quatrième position des pays africains les plus touchés par cette hémorragie, derrière le Nigeria (252,357 milliards), la Libye (222,875 milliards) et l’Afrique du Sud (183,794 milliards de dollars US).

Pour en revenir à notre sujet, l’Algérie est le troisième fournisseur de gaz de l’Europe (13 à 15%) après la Russie et la Norvège. Elle peine toujours à maintenir le niveau des volumes exportés au-dessus de 60 milliards de mètres cubes, un seuil qui était bien conservé entre 2001 et 2008. Les prix élevés cachent, en réalité, une baisse du volume exporté. Le ministère de l’Energie rassure et rappelle la mise en exploitation, courant 2014, des nouveaux gisements mais tout reste une question non d’offre mais de demande fac à la crise mondiale de longue durée.

Pour calculer la durée de vie des réserves algériennes d’hydrocarbures, il faut prendre en compte l’évolution des coûts et des prix internationaux (on peut découvrir des milliers de gisements non rentables). Cette durée est également déterminée par le volume tant des exportations que de la forte consommation intérieure du fait du bas prix du gaz, un des plus bas au niveau du monde (il est bloqué par la décision du 30 mai 2005).

Selon une déclaration du PDG de Sonatrach en date du 24 février 2013 les réserves algériennes de gaz conventionnel sont de 2.000 milliards de mètres cubes gaz, loin des données euphoriques évoquant 4.500 milliards de mètres cubes gaz. Des experts préconisent de limiter le torchage du gaz et d’utiliser les techniques de récupération, notamment au niveau du gisement pétrolier de Hassi Messaoud, pour accroître les réserves, mais le problème est de déterminer les coûts additionnels pour la rentabilité en tenant compte de la concurrence.

La consommation intérieure en 2012, selon la Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG), est de 25 à 30 milliards de mètres cubes gazeux et pourrait atteindre 50 milliards de mètres cubes gazeux à l’horizon 2017-2020. Il faut noter que ce chiffre a été calculé avant l’annonce des nouveaux projets consommateurs de grandes quantités de pétrole et de gaz. Le paradoxe est que les ménages sont de plus grands consommateurs d’électricité que les entreprises, ce qui montre la désindustrialisation du pays, et pose le problème des subventions généralisées et non ciblées aux prix de l’énergie. Selon une récente étude du PNUD ayant exploité les données de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), l’Algérie figure parmi les pays arabes qui subventionnent le plus les produits énergétiques avec 10,59 milliards de dollars en 2010. L’électricité a profité de 2,13 milliards dollars de subventions et les carburants de 8,46 milliards de dollars. Ces subventions représentent 6,6% du PIB algérien en 2010. Elles Ces subventions ne concernent pas seulement l’électricité, mais d’autres segments comme le prix du pain étant subventionnés depuis 1996, sans subventions, le prix de la baguette actuellement à 8,50-10 dinars – officiel – dépasserait 25 DA. Selon le ministère de l’Energie et des Mines, le prix réel des carburants, sans subvention, fluctuerait entre 60 et 80 DA le litre. Sonelgaz, suggère que les tarifs de l’électricité soient revalorisés de 11% par an pour pouvoir financer ses investissements, induits par l’augmentation de la capacité de production. Ces tarifs varient entre 2 DA et 3,20 DA/kwh selon le niveau de consommation, contre 3,45 DA à 4,94 DA/kwh en Tunisie et 5,27 DA à 6,40 DA/kwh au Maroc. La consommation intérieure risque, en outre, d’augmenter fortement après les décisions courant 2012 d’installer d’importantes capacités d’électricité fonctionnant au gaz. Sonelgaz, dans son programme 2012-2017, vise à investir, avec l’appui du gouvernement, pour un montant de 36,55 milliards d’euros afin d’augmenter sa production de 8.000 mégawatts supplémentaires, portant le total à 12.000 mégawatts. Du fait de la décision de ne pas modifier les prix intérieurs, il y a risque d’aller vers 70 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieure à l’horizon 2017-2020, dépassant le volume des exportations de 2012 et rendant problématique l’extrapolation de 85 milliards de mètres cubes gazeux prévus dès 2014. Si l’on retient l’hypothèse de l’exportation de 85 milliards mètres cubes gazeux et de 70 milliards de mètres cubes gazeux de consommation intérieure, il faudrait alors produire, dès 2017, entre 155 milliards de mètres cubes gazeux, ce qui suppose d’importants investissements qui limiteraient le financement des secteurs hors hydrocarbures.

Sonatrach et la concurrence internationale

Pour faire des projections concernant l’avenir énergétique de l’Algérie, il faudrait prendre en compte la croissance ou pas de l’économie mondiale (un élément déterminant de la demande des hydrocarbures et donc du prix de cession), les coûts (les concurrents ont déjà amorti ceux de leurs installations) et, enfin, les énergies substituables du fait des importantes mutations énergétiques mondiales.

Rappelons que la Russie possède le 1/3 des réserves mondiales de gaz conventionnel, contre 15% pour l’Iran et 10% pour le Qatar, ces trois pays totalisant près de 50% de ces réserves. Ainsi se pose tout le problème de savoir si, face à la concurrence russe notamment, Sonatrach a une stratégie gazière. Concertant le gaz conventionnel, il y a lieu de tenir compte de la concurrence du Qatar, de la donne libyenne (des réserves de 1.500 milliards de mètres cubes gazeux non exploitées) et des nouvelles découvertes en Afrique.

La stratégie de Gazprom, grande société internationale dynamique (cotée en Bourse, ce qui n’est pas le cas de Sonatrach), à travers le North Stream et le South Stream est offensive. Pour Nord Stream, la première conduite, d’une capacité de 27,5 milliards de mètres cubes contournant l’Ukraine est opérationnelle. Une deuxième est en cours de construction qui doublera la capacité de la liaison. Le montant du projet s’élevait initialement à environ 13 milliards de dollars selon des déclarations de responsables russes repris par la pesse internationale en tenant compte des coûts de financement mais les prévisions de clôture donnent un montant plus important. Quant à South Stream, concurrent direct de l’Algérie, il doit alimenter en gaz russe l’Europe, notamment la Bulgarie, la Serbie, la Hongrie, la Slovénie et l’Autriche, la Grèce et l’Italie, via la mer Noire et les Balkans. D’une capacité de 63 milliards de m3 de gaz, le tronçon sous-marin doit entrer en service en 2015, le coût estimatif du projet étant évalué à 15,5 milliards d’euros mais devant clôturer, selon certaines estimations, à environ 20-22 milliards de dollars, et selon d’autres à environ 24 milliards de dollars .

L’ensemble de ces projets remet en cause le projet algéro-italien Galsi, dont le coût, ramené aux capacités et à l’investissement par rapport au South Stream, serait supérieur de près de 15%, et pose le problème de sa rentabilité. Devant relier directement l’Algérie à l’Italie, via la Sardaigne, avec une capacité de 8 milliards de mètres cubes gazeux, cet investissement était évalué à 2,5 - 3 milliards de dollars initialement, mais en mai 2013, il approcherait 4 milliards de dollars. Il semblerait que la majorité des élus de Sardaigne s’opposent, pour l’instant, à la réalisation de ce projet, du moins dans le tracé traditionnel, pour des raisons écologiques et autres et du fait de l’autonomie de cette région, le gouvernement central italien ne pouvant rien faire sans l’aval de ces élus.

Une entente entre Gazprom et Sonatrach est nécessaire afin d’éviter une dérive des prix qui serait préjudiciable aux investissements gaziers, très capitalistiques et à maturation lente, et pénaliserait tant les consommateurs que les producteurs. Sans cela aussi bien l’Algérie que la Russie risquent de connaître de gros soucis concernant la commercialisation de leur gaz, surtout à compter de 2020. En effet, les Etats-Unis recourent de façon massive à la fracturation hydraulique. La Chine - qui a des réserves de quelque 25.000 milliards de mètres cubes gazeux équivalentes à celles des USA mais est confrontée à une pénurie d’eau - pourrait devenir le premier producteur mondial de pétrole ainsi que de gaz à la fin de la décennie, selon le directeur adjoint de l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Ces facteurs ont fait chuter les cours du gaz naturel sur le marché américain, désormais inférieurs à 3-5 dollars par million de BTU contre 9-10 dollars en Europe et entre 12-15 en Asie, où la catastrophe de Fukushima a fait bondir la demande gazière japonaise.

Tenant compte de ces éléments, les enjeux sont stratégiques pour l’Algérie. Le 30 mai 2013, l’agence Bloomberg a annoncé que le groupe Sonatrach avait abaissé le prix de vente de son pétrole de 85 cents le baril pour le mois de juin. Cet abaissement fait suite à un autre de 30 cents par baril et est une réaction au boom de production américaine dans les gisements du Dakota du Nord et du Texas venant directement concurrencer la production algérienne, qui produit un pétrole de qualité similaire à celui issu du schiste américain. Or 18 à 20 milliards de dollars, soit 25-30% des recettes de Sonatrach proviennent des exportations avec les Etats-Unis.

De son côté, l’Italie a fait savoir en mai 2013 qu’elle réduisait ses achats de gaz à Sonatrach avec un impact négatif sur les capacités du grand gazoduc Transmed. Autre contrainte pour Sonatrach, l’avenir du projet Medgaz via l’Espagne dont Sonatrach est le principal actionnaire avec 26% des parts et dont la capacité est de 8 milliards de mètres cubes gazeux. Selon Reuters, deux partenaires du groupe Sonatrach, Endesa et Iberdrola, négocient leur retrait du capital de Medgaz. L’agence a rapporté également que le français GDF Suez mène actuellement des négociations avec les groupes espagnols Gas Natural et Cepsa, en vue de vendre sa participation de 12% dans Medga. GDF Suez a annoncé le 28 mai 2013 la conclusion d’un accord avec le groupe énergétique autrichien OMV Gas and Power sur l’achat d’une participation d’environ 9% dans le projet de gazoduc Nabucco West, reliant la Turquie à l’Autriche. Nabucco West, dont la mise en service est prévue à l’horizon 2020 a pour objectif de sécuriser et de diversifier l’approvisionnement en gaz des marchés européens sur le long terme. Il permettra l’acheminement d’une dizaine de milliards de mètres cubes de gaz par an, en provenance d’Azerbaïdjan.

La marge de manœuvre de Sonatrach apparaît d’autant plus limitée qu’aucune information sur la rentabilité de ses investissements à l’étranger, notamment au Pérou. Le projet NIGAL, gazoduc reliant le Nigéria à l’Algérie et à l’Europe, prévu pour le transport de 20 à 30 milliards de m3 par an, en majorité vers le marché européen pourra-t-il permettre d’accroître les capacités d’exportation ? Initialement fixé 7 milliards de dollars, son coût dépasserait 20 milliards de dollars selon une étude datée du 28 avril 2011 de l’Institut français des relations internationales (IFRI). Ce projet financé pour partie par l’Europe est il réalisable avec la crise d’endettement, surtout que comparé aux canalisations russes son coût est trop élevé ? Concernant le GNL, l’Algérie pourra-t-elle, avec ses faibles capacités et la déperdition de ses cadres (elle qui était un leader dans ce domaine) concurrencer le Qatar, l’Iran proche de l’Asie, la Russie ?

Le Conseil européen a approuvé le 15 avril 2013 l’accord énergétique stratégique entre l’Algérie et les 27 pays de l’Union européenne. Cet accord sera ensuite ratifié par le parlement européen, et signé à Alger au plus tard avant le mois de Ramadhan. Il intervient dans un contexte particulier, marqué par des bouleversements profonds de la carte énergétique mondiale. Le nouveau mémorandum insistera sur la déconnexion des prix du gaz et du pétrole qui n’est plus en vigueur depuis au moins trois années. Qu’adviendra-t-il des prix du gaz algérien aussitôt les contrats à moyen et long terme arrivés à expiration, l’Europe faisant pression pour une baisse des prix ? Rappelons que dans le cadre de la renégociation de contrats de gaz à long terme par le groupe italien Edison qui a été repris par le groupe français EDF, Sonatrach a perdu en mars 2013 une affaire d’arbitrage : le groupe italien a obtenu la révision à la baisse des prix d’un contrat de fourniture de gaz naturel, avec un impact estimé à environ 300 millions d’euros (390 millions de dollars) sur l’Ebitda (excédent brut d’exploitation) du groupe Sonatrach en 2013.

Que fait l’Algérie face à cette transition énergétique mondiale ?

Le constat en 2013 est que 96% de l’électricité en Algérie est produite à partir du gaz naturel, 3% à partir du diesel (pour les régions isolées du sud) et 1% à partir de l’eau et que face aux contraintes citées, il y a une prise de conscience qui fait que le gouvernement axe sa stratégie pour une transition énergétique maîtrisable autour de cinq axes.

Le premier axe, l’amélioration de l’efficacité énergétique par une nouvelle politique des prix (le prix de cession du gaz sur le marché intérieur est d’environ un dixième du prix international occasionnant un gaspillage des ressources. En Algérie existe un véritable paradoxe : la consommation résidentielle (riches et pauvres payent le même tarif, idem pour les carburants et l’eau) représente 60%, contre 30% en Europe, et la consommation du secteur industriel 10% contre 45% en Europe. A cet effet, une réflexion est engagée pour la création d’une Chambre nationale de compensation, qui devra réaliser un système de péréquation.

Le second axe ; l’Algérie a décidé d’investir massivement en amont pour de nouvelles découvertes. Selon Bloomberg elle sera le troisième plus gros investisseur dans le secteur de l’énergie de la région Moyen-Orient et Afrique du Nord (Mena) au cours des cinq prochaines années, avec un montant de 71 milliards de dollars sur la période 2013-2017, après l’Arabie Saoudite (165 milliards de dollars) et les Emirats arabes unis (107 milliards de dollars). Le ministère de l’Energie entend développer également la filière de la pétrochimie, notamment avec la rénovation du complexe de Skikda. Ce projet sera mené en partenariat avec une entreprise étrangère pour produire des matières plastiques, du polyéthylène, du PVC et d’autres produits chimiques nécessaires à l’industrie. L’investissement coûtera 15 milliards de dollars. Le groupe Sonatrach négocie un projet de production de 900.000 tonnes d’aluminium qui nécessite un investissement de 6 milliards de dollars. Les six nouvelles raffineries retenues dans le plan d’action du gouvernement vont faire doubler les capacités de raffinage de pétrole du pays et couvriront ses besoins en carburants d’ici à 2040. La construction de ces usines va démarrer cette année avec l’ambition qu’elle soit achevée d’ici à 2018. Pour le GNL, Sonatrach va mettre en service fin 2013 deux unités à Arzew et Skikda d’une capacité de 4,5 millions de tonnes/an chacune, la capacité de liquéfaction de gaz naturel de l’Algérie devant passer, avec leur mise en service, à 35 milliards de m3 par an.

Le troisième axe est le développement des énergies renouvelables. L’Algérie a réceptionné en juillet 2011 la centrale électrique hybride de Hassi R’mel, d’une capacité globale de 150 MW, dont 30 MW provenant de la combinaison du gaz et du solaire. Cette expérience est intéressante. La combinaison de 20% de gaz conventionnel et de 80% de solaire me semble être un axe essentiel pour réduire les coûts et maîtriser la technologie. A cet effet, la CREG a annoncé le 28 mai 2013 que deux projets de décrets destinés à accompagner la mise en œuvre du programme algérien de développement des énergies renouvelables, qui sont en cours de finalisation, seront prochainement promulgués. Le premier texte définit les conditions d’accès pour les producteurs privés aux tarifs d’achat garantis d’électricité produite de source renouvelable. L’obligation aux producteurs de raccorder leurs installations au réseau national interconnecté de distribution d’électricité constitue la principale condition de ce nouveau dispositif dont la mise en place répond à la nécessité d’adopter un nouveau mécanisme d’encouragement de la production des énergies renouvelables. Les filières concernées par ces avantages sont le solaire photovoltaïque et thermique, l’éolien, la géothermie, la petite hydraulique, la biomasse, la valorisation des déchets et les installations de cogénération. Le deuxième projet de texte prévoit l’institution d’un certificat de garantie d’origine des équipements et installations de production d’électricité de source renouvelable. Il prévoit l’instauration d’un nouveau mécanisme qui fera bénéficier tous les producteurs éligibles des tarifs d’achat garanti, le producteur d’électricité devant vendre exclusivement l’énergie aux sociétés de distribution dépendant de la Sonelgaz en respectant un tarif préférentiel dont le seuil sera fixé par le ministère de l’Energie sur proposition de la CREG. Le tarif d’achat garanti est fixé sur toute la durée du contrat, qui s’étale de 15 à 20 ans, avec une révision éventuelle au terme de la cinquième année, en fonction du potentiel réel mesuré sur site et des technologies installées. Des mesures incitatives sont prévues : des subventions pour couvrir les surcoûts induits sur le système électrique national, la mise en place d’un Fonds national de maîtrise de l’énergie (FNME) afin d’assurer le financement de ces projets et l’octroi de prêts non rémunérés et de garanties pour les emprunts effectués auprès des banques et des établissements financiers. Le programme algérien consiste à installer une puissance d’origine renouvelable de près de 22.000 MW entre 2011 et 2030, dont 12.000 MW seront dédiés à couvrir la demande nationale d’électricité et 10.000 MW à l’exportation. Le ministre de l’Energie et des Mines a affirmé en mai 2013 que l’objectif de l’Algérie était de produire, dans les 20 ans à venir, 30 à 40% de ses besoins en électricité à partir des énergies renouvelables. Le montant de l’investissement public consacré à la réalisation de ce programme à l’échéance 2030 s’élèvera, selon le ministère de l’Energie, à 100 milliards de dollars (environ 70 milliards d’euros).

Le quatrième axe est celui du nucléaire. L’Algérie compte construire sa première centrale nucléaire en 2025 pour faire face à une demande d’électricité galopante, a affirmé le 19 mai 2013 le ministre de l’Energie et des Mines. L’institut de génie nucléaire, créé récemment, doit former les ingénieurs et les techniciens en partenariat qui seront chargés de faire fonctionner cette centrale. Les réserves prouvées de l’Algérie en uranium avoisinent les 29.000 tonnes, de quoi faire fonctionner seulement deux centrales nucléaires d’une capacité de 1.000 mégawatts chacune pour une durée de 60 ans, selon les données du ministère de l’Energie. La ressource humaine étant primordiale et afin d’éviter cet exode de cerveaux massif que connaît l’Algérie, il convient de résoudre le problème récurrent des chercheurs qui, depuis des années, demandent la clarification de leur statut, la revalorisation de leur rémunération et, surtout, un environnement de travail propice.

Le cinquième axe est l’option du gaz de schiste introduite dans la nouvelle loi des hydrocarbures de 2013. Les réserves algériennes sont estimées par l’AIE à 6.000 milliards de mètres cubes gazeux et par le ministère de l’Energie et des Mines entre 12.000 et 17.000 milliards de mètres cubes gazeux.

Un large débat national s’impose sur l’exploitation du gaz de schiste car on ne saurait minimiser les risques de pollution des nappes phréatiques au Sud. Pays semi-aride, l’Algérie doit opérer des arbitrages pour la consommation d’eau douce, 1 milliard de mètres cubes gazeux nécessitant 1 million de mètres cubes d’eau douce. Elle doit aussi prendre en compte les coûts (en plus de l’achat des brevets) devant forer plusieurs centaines de puits moyens pour un milliard de mètres cubes gazeux. Sans compter la durée de vie courte de ces gisements, environ 5 années, et la nécessaire entente avec des pays riverains se partageant les nappes phréatiques non renouvelables dont le Maroc, la Libye et la Tunisie.

En résumé, pour l’Algérie est posée la problématique de sa sécurité énergétique, de l’urgence d’une transition énergétique raisonnable et maîtrisée s’insérant dans le cadre global d’une transition d’une économie de rente à une économie hors hydrocarbures. Cela suppose un profond réaménagement des structures du pouvoir algérien assis sur la rente et de mettre fin au paradoxe d’un Etat artificiellement riche et d’une population de plus en plus pauvre avec des tensions sociales généralisées.

(*) Professeur à l’Université d’Oran, Abderrahmane Mebtoul est expert international en management stratégique. Il est l’ancien président du Conseil national des privatisations.

(**) Cette contribution est la synthèse d’une intervention de l’auteur à un colloque international organisé par la revue internationale Passages à l’Assemblée nationale française le 31 mai 2013 et ayant pour thème : "l’Algérie face à la concurrence et à la transition énergétique mondiale".

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